Технология бурения скважины

Технология - это комплекс последовательно выполняемых операций, направленных на достижение определенной цели. Понятно, что осуществить любую технологическую операцию можно только с применением необходимого оборудования. Рассмотрим последовательность выполнения операций при строительстве скважины. Под строительством скважины понимают весь цикл сооружения скважины от начала всех подготовительных операций до демонтажа оборудования.

Подготовительные работы включают в себя планировку площади, установку фундаментов под буровую вышку и другое оборудование, прокладку технологических коммуникаций, электрических и телефонных линий. Объем подготовительных работ определяется рельефом, климатической и географической зоной, экологической обстановкой. Так, в условиях болотистых месторождений Сибири необходимо перед началом бурения сооружать насыпные дамбы (острова), на морских месторождениях - устанавливать платформы.

Монтаж - размещение на подготовительной площадке оборудования буровой установки и его обвязка. В настоящее время в нефтяной промышленности широко практикуется блочный монтаж - строительство крупными блоками, собранными на заводах и доставленными к месту монтажа. Это упрощает и ускоряет монтаж. Монтаж каждого узла заканчивается опробованием его в рабочем режиме.

Бурение скважины - постепенное углубление в толщу земной поверхности до нефтяного пласта с укреплением стенок скважин.

Строительство скважины выполняется по заранее составленному проекту и геолого-техническому наряду документам, которыми следует руководствоваться при строительстве и бурении скважины.

Бурение скважины начинается с закладки шурфа глубиной 2..4 м, в который опускают долото, привинченное к квадрату, подвешенному на талевой системе вышки. Бурение начинают, сообщая вращательное движение квадрату, а, следовательно, и долоту с помощью ротора.По мере углубления в породу, долото вместе с квадратом опускается с помощью лебедки. Выбуренная порода выносится промывочной жидкостью, подаваемой насосом к долоту через вертлюг и полый квадрат.

После того как произойдет углубление скважины на длину квадрата, его поднимают из скважины и между ним и долотом устанавливают бурильную трубу.

В процессе углубления возможно разрушение стенок скважин, поэтому их необходимо черезопределенные интервалы укреплять (обсаживать). Это делают с помощью специально спускаемых обсадных труб, а конструкция скважины приобретает ступенчатый вид. Вверху бурение ведется долотом большого диаметра, затем меньше и т.д.

Количество ступеней определяется глубиной скважины и характеристикой пород. Под конструкцией скважины понимают систему обсадных труб различного диаметра, спускаемых в скважину на различную глубину. Для разных районов конструкции нефтяных скважин различны и определяются следующими требованиями.

· - противодействие силам горного давления, стремящимся разрушить скважину;

· - сохранение заданного диаметра ствола на всей его протяженности;

· - изоляция встречающихся в разрезе скважины горизонтов, содержащих разнородные по химическому составу агенты и исключение их смешивания;

· - возможность спуска и эксплуатации различного оборудования;

· - возможность длительного контакта с химически агрессивными средами и противодействие высоким давлениям и температурам.

Часть скважины, примыкающая непосредственно к нефтяному пласту, оборудуется фильтром, через него происходитпереток нефти из пласта в скважину. Фильтр - это перфорированная по толщине пласта труба, являющаяся продолжением эксплуатационной колонны, или опускаемая в скважину отдельно. Если пласт сложен прочными породами, фильтр может не устанавливаться.

На месторождениях сооружаются газовые, нагнетательные, пьезометрические скважины, конструкции которых аналогичны нефтяной.

Отдельные элементы конструкции скважины имеют следующее назначение:

- Направление предотвращает размыв верхних рыхлых пород буровым раствором при забуривании скважины.

- Кондуктор обеспечивает изоляцию водоносных горизонтов, используемых для питьевого; водоснабжения.

- Промежуточная колонна спускается для изоляции зон поглощения, перекрытия продуктивных горизонтов с аномальными давлениями.

- Иногда для изоляции участка ствола в глубоких скважинах спускают часть, колонны - хвостовик.

- Эксплуатационная колонна обеспечивает изоляцию всех, пластов, встречающихся в разрезе месторождения, спускоборудования и эксплуатацию скважины.

В зависимости от числа обсадных колонн конструкция скважины может быть одноколонной, двухколонной и т.д.

Забой скважины, ее фильтр, является основным элементом колонны, так как непосредственно обеспечивает связь с нефтяным пластом, дренирование пластовой жидкости в заданных пределах, воздействие на пласт с целью интенсификации и регулирования его работы.

Конструкции забоев определяются характеристикой породы. Так в механически устойчивых породах (песчаниках) может выполняться открытый забой. Он обеспечивает полную связь с пластом и принимается за эталон, а показатель эффективности связи - коэффициент гидродинамического совершенства, принимается за единицу. Недостатком такой конструкции является невозможность избирательного вскрытия отдельных пропластков, если они есть, поэтому открытые забои получили ограниченное применение.

Известны конструкции забоев с отдельно спускаемыми, заранее изготовленными фильтрами в полностью вскрытый не обсаженный пласт. Кольцевое пространство между низом обсадной колонны и верхней частью фильтра герметизируется. Отверстия в фильтре выполняются круглыми или щелевидными - ширина 0,8...1,5 мм, длина 50...80 мм. Иногда спускаются фильтры в виде двух труб, полость между которыми заполнена отсортированным гравием. Такие фильтры можно менять по мере их загрязнения.

Наибольшее применение получили фильтры, образованные в перекрывшей нефтяной пласт и зацементированной эксплуатационной колонне. Они упрощают технологию вскрытия, позволяют надежно изолировать отдельные пропластки и воздействовать на них, но эти фильтры имеют и ряд недостатков.

Устройство буровой установки

Современную буровую установку составляет следующее оборудование.

Вышка является грузоподъемным сооружением, для чего снабжается специальной полиспастной (талевой) системой. В нее входят: кронблок, талевый блок, крюк и металлический канат. Кронблок и талевый блок - система не перемещающихся и перемещающихся шкивов, через которые переброшен канат. Один конец каната закреплен неподвижно (мертвый конец), второй - укрепляется на барабане лебедки.

Работа талевой системы основана на известном правиле механики'. при подъеме груза с помощью блока выигрыш в силе равен проигрышу в расстоянии. Нас в данном случае интересует выигрыш в силе, поскольку непосредственный подъем груза значительной массы требует больших затрат мощности. К талевому блоку крепится крюк, на который подвешивается груз, спускаемый в скважину или поднимаемый из нее. В большинстве случаев - это колоннабурильных труб, к самому низу которой крепится долото.

Лебедка - механизм, предназначенный для намотки свободного (ходового) конца талевого каната, и осуществления за счет этого спускоподъемных операций. Главным узлом лебедки является барабан, вращательное движение которому сообщает специальный привод. Скорость вращения барабана регулируется пневматическим или ручным тормозом.

Ротор - механизм, осуществляющий вращение труб при бурении скважин, а также их свинчивание и развинчивание. Состоит из корпуса, в котором на подшипниках установлен вращающийся стол. Стол имеет отверстие квадратной формы, в которое вставляется первая труба бурильной колонны и имеющая квадратное сечение. Такая конструкция трубы и стола обеспечивает их надежный контакт. Вращение стола осуществляется через коническую пару шестерен, одна из которых связана с карданным валом привода, вторая - со столом,

Насос - гидравлическая машина, осуществляющая подачу жидкости (ее называют промывочной) в скважину в процессе бурения. При этом достигаются следующие цели: напор струи жидкости воздействует на породу в области долота, что способствует ее разрушению; выбуренная порода захватывается струей жидкости и выносится на поверхность. В качестве промывочной жидкости используется вода с различными присадками и глинистый раствор.

Насос состоит из двух узлов - гидравлического и механического. Гидравлический узел включает в себя два (или три) цилиндра, в которых совершают возвратно-поступательное движение поршни. Клапаны, установленные в цилиндрах, обеспечивают поочередный впуск и выброс жидкости, а воздушный колпак сглаживает пульсирующий характер подачи жидкости.

Перемещение поршней обеспечивает механический узел, представляющий собой редуктор с кривошипно-шатунным механизмом. Последний преобразовывает вращательное движение в возвратно-поступательное движение поршней. Механический узел включает в себя шкив, кривошип (коленвал), шатун, крейцкопф. Крейцкопф обеспечивает передачу усилий от шатуна к штоку поршня строго по оси поршня.

Насос в целях безопасности, обязательно должен быть укомплектован ' предохранительным клапаном, который монтируется на нагнетательном трубопроводе и предотвращает создание в насосе и в трубопроводе давления выше критического.

Вертлюг - узел, обеспечивающий подачу промывочной жидкости к буровому долоту через колонну бурильных труб в процессе ее вращения. Для этой цели вертлюг выполнен из двух частей - неподвижной и подвижной. Неподвижная часть соединена с помощью бурового шланга со стояком, по которому подается промывочная жидкость, а подвижная - через квадрат с вращающейся бурильной колонной.

Система очистки промывочной жидкости предназначена для очистки выходящей из скважины промывочной жидкости, несущей частицы выбуренной породы и других примесей и подготовки жидкости для повторного использования. Система укомплектовывается специальными ситами для очистки жидкости от выбуренной породы, дегазаторами для отделения газа, емкостью для сбора очищенной жидкости.

Механический ключ обеспечивает свинчивание и развинчивание труб, составляющих бурильную колонну.

Вскрытие и освоение нефтяного пласта

Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по следующим причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование;

- попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.

Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье специальных устройств, перекрывающих ствол скважины - превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности.

Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных: компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонныв интервале пласта специальными перфораторами, имеющими заряды на пороховой основе. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин.

Освоение нефтяных скважин

Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину.

Дело в том, что в процессе вскрытия, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины нефть.

Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.

Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности. Такой метод широко применяется и основан на известном факте: столб жидкости, имеющей большую плотность, оказывает на пласт большее противодавление. Стремление снизить противодавление за счет вытеснения из ствола скважины, например, глинистого раствора плотностью Qг = 2000 кг/куб.м пресной водой плотностью Qb = 1000 кг/куб.м ведет к уменьшению противодавления на пласт вдвое.

Снижение давления на пласт компрессором. Если замещение раствора водой не приносит результатов, прибегают к дальнейшему уменьшению плотности: в ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается оттеснить столб жидкости до башмака насосно-компрессорных труб, уменьшив таким образом противодавление на пласт до значительных величин.

Свабирование. Метод заключается в спуске в НКТ специального поршня-сваба, снабженного обратным клапаном. Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх – клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Так, если скважина до устья заполнена жидкостью, а сваб может быть спущен на глубину 1000 м, то уменьшение давления произойдет на величину уменьшения столба жидкости в затрубном пространстве, откуда часть жидкости перетечет из НКТ.

Имплозия. Если в скважину опустить сосуд, заполненный воздухом под давлением, затем мгновенно сообщить этот сосуд со стволом скважины, то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая таким образом пониженное давление на пласт.

Подобный эффект может быть вызван, если в скважину спустить предварительно опорожненные от жидкости насосно-компрессорные труды и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта.

Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесенных туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.

Подъем нефти на дневную поверхность. Подъем нефти на дневную поверхность получил название «добыча нефти».

Разделяют два вида осуществления этого процесса – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механическом способе – прибегают к принудительному способу подъема с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.

Фонтанный способ добычи экономичен и существует в первоначальный период разработки месторождения, пока запасы пластовой энергии достаточно велики. Затем на смену ему приходят механизированные способы. В зависимости от применяемых методов механизированные способы подразделяют на компрессорный и насосный. Последний включает в себя добычу нефти с помощью штанговых и бесштанговых насосов.

Оборудование фонтанной скважины.

Наиболее простым способом подъема жидкости из фонтанной скважины является использование для этой цели эксплуатационной колонны. При этом возможно возникновение осложнений: а) эрозия колонны за счет воздействия движущейся жидкости и содержащихся в ней компонентов; б) нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного диаметра колонны; в) возникновение осложнений за счет выделяющихся из жидкости компонентов – солей, парафина, мехпримесей.

Восстанавливать поврежденную колонну и устранять осложнения трудоемко и не всегда эффективно. Надо также иметь ввиду, что эксплуатационная колонна является в скважинах, как правило, и обсадной колонной и призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения в нее посторонних агентов в течение всей жизни месторождения.

Все оборудование фонтанной скважины можно разделить на две группы – подземное и наземное.

Подземное оборудование включает в себя насосно-компрессорные трубы (НКТ), якорь, пакер, клапаны, муфты – все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны.

К наземному оборудованию относится устьевая арматура, рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки – все оборудование, работающие на поверхности.

Насосно-компрессорные трубы в нефтяных скважинах выполняют следующие основные функции: а) являются каналом для подъема добываемой жидкости; б) служат для подвески глубинного оборудования; в) являются каналом для проведения различных технологических операций; г) являются инструментом для воздействия на забой и призабойную зону.

В зависимости от назначения и условия их применения НКТ называют: а) фонтанными (или лифтовыми) – при применении в фонтанных скважинах для подъема жидкости; б) насосными при эксплуатации в насосных скважинах; в) компрессорными при применении в компрессорных скважинах.

Насосно-компрессорные трубы по конструкции подразделяются на: а) гладкие; б) с высаженными наружу концами.

Гладкие НКТ имеют одинаковый внутренний диаметр по всей длине. Они не равнопрочны: прочность их в резьбовой части составляет 80-85% прочности тела трубы. НКТ с высаженными наружу концами – равнопрочны: прочность их в резьбовой части равна прочности в любом сечении трубы.

Пакеры, якоря

Пакеры – устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков скважины, например, призабойной зоны от остальной части. При этом они выполняют следующие функции:

- защищают обсадную колонну от воздействия пластового давления;

- препятствуют контакту с ней агрессивных пластовых жидкостей и газов;

- способствуют давлению газа только в НКТ, увеличивая их коэффициент полезного действия;

- создают возможность раздельной разработки отдельных пластов и пропластков;

- позволяют осуществлять направленное устьевое воздействие на отдельные пропластки и пласты при технологических операциях.

Процесс разобщения производится механическим, гидравлическим и гидромеханическим воздействием на резиновый пакерующий элемент, увеличивающий при этом диаметральный габарит. В зависимости от вида воздействия на разобщающий элемент получили применение пакеры механического («М») или гидравлического («ГМ») действия.

Пакер работает так. После спуска на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах в последние бросают шарик, который устанавливается в седле. Закачкой жидкости в НКТ в пакере создают давление, которые передается через канал «А» под поршнем и вызывает его перемещение. Поршень толкает плашкодержатель с усилием, обеспечивающим срезание удерживающего винта 10. Продолжая движение вверх, он надвигает плашки на корпус и приживает их к эксплуатационной колонне.

Расжатие манжет производится за счет массы труб, воздействующих на упор.

При дальнейшем увеличении давления (до 21 МПа) срезается винт, удерживающий седло с шариком, и они выпадают из корпуса, освобождая проходное сечение пакера.

Подъем пакера осуществляется после снятия осевой нагрузки и перемещения вверх ствола, конуса, упора. Это способствует возвращению в первоначальное положение плашек и манжет.

Якорь предназначен обеспечить дополнительную силу для надежного удержания пакера в заданном интервале. Для этого якорь соединяется в один блок с пакером и спускаются в скважину одновременно. Удерживающими элементами в якоре являются плашки, срабатывающими от давления, создаваемого в колонне НКТ и передаваемого через канал под поршень. Принцип его работы аналогичен работе пакера. При снятии давления и подъеме НКТ плашки возвращаются на свое место, освобождая якорь.

Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин, которое призвано выполнять следующие функции: а) герметизация кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами; б) направление движения газожидкостной смеси; в) подвески глубинного оборудования; г) создание противодавления на устье; д) проведение исследований, освоения и других технологических операций.

Арматура состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец, крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины. Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер.

Назначение каждого из элементов арматуры: колонный фланец – для присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации затрубного пространства; крестовик трубной головки – для сообщения с затрубным пространством скважины; тройник трубной головки – для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; переводная катушка – для подвески второго ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка – для закрытия скважины; крестовик елки служит для направления продукции скважины в трубопровод; буферная задвижка – для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок – для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ); штуцер – для регулирования дебита скважины; рабочий монифольд – часть арматуры между штуцерами и общей выкидной линией, предназначенная для соединения двух выкидов в один; вспомогательный монифольд – лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.

Конструкция основных элементов арматуры. Основное требование, предъявляемое в арматуре, это ее абсолютная герметичность при высокой прочности деталей, их быстросборности и взаимозаменяемости.

Запорные устройства. Применяются три типа запорных устройств: прямоточные задвижки, краны, угловые вентили.

Штуцер или дроссель, предназначен для поддержания заданного режима работы скважин.

Колонные головки предназначены для герметизации пространства между спущенными в скважину обсадными трубами. В зависимости от конструкции скважины применяют различные типы колонных головок.

Добыча нефти установками штанговых насосов. Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения.

Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН).

УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

Подземное оборудование составляют: насосно-компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями.

К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий монифольд.

Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд (процесс нагнетания).

При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды. Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов.

Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. При этом решаются вопросы наиболее оптимального удаления скважин друг от друга и от эксплуатационных, величина давления нагнетания и объема закачки.

Внутриконтурное заводнение. Этот метод ППД предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, кольца и т.д.

Конструкция нагнетательных скважин. В большинстве своем нагнетательные скважина по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным.

Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем.

Надпакерное пространство следует заполнить нейтральной к металлу жидкостью (можно и нефтью).

Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема воды, зумпф, глубиной не менее 20 м для накопления механических взвесей.

Целесообразно применение вставных (сменных) фильтров, которые могут периодически подниматься из скважин и очищаться.

Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций промывок, освоения, обработок и т.д.

Наиболее распространена на месторождениях восточных районов арматура типа 1АНЛ-60-200.

Арматура состоит из колонного фланца, устанавливаемого на обсадную колонну, крестовины, применяемой для сообщения с затрубным пространством, катушки, на которой подвешиваются НКТ, тройника для подачи нагнетаемой жидкости в скважину.

Пакер применяется для разобщения отдельных участков ствола скважины. Получили широкое применение пакеры механического или гидромеханического действия, рассчитанные на перепад давления до70 Мпа. Пакер спускается в скважину одновременно с якорем.

Назначение и конструкция пакера и якоря принципиально не отличаются от применяемых при фонтанной эксплуатации скважин.

Освоение нагнетательных скважин – комплекс мер, связанных с пуском их в работу.

В большинстве своем – это меры, проводимые для эксплуатационных скважин: очистка призабойной зоны пласта от привнесенного в процессе бурения глинистого раствора, образование сети трещин. Но для скважин, вводимых под нагнетание из нефтяных, причем проработавших длительное время, возникает ряд специфических трудностей. Рассмотрим некоторые виды освоения.

Свабирование представляет собой наиболее простой и вполне эффективный способ освоения скважин.

Состоит в спуске в скважину поршня с клапаном, открывающимся при движении поршня вниз и закрывающимся при подъеме. При этом поршень поднимает столб жидкости, находящийся над ним, который может достигать сотен метров (по данным БашНИПИнефть – 300 м). В результате происходит резкое снижение давления на пласт и выброс из него с большой скоростью жидкости с механическими взвесями. Эффект может быть усилен за счет применения пакера: перепад в этом случае может достигнуть 500 м.

Однако, при свабировании не исключены случаи возникновения фонтанирования скважины, а также затруднена герметизация устья скважины.

Гидросвабирование – метод чередующихся циклов закачки воды в пласт и ее прекращения с выбросом на поверхность определенной порции жидкости из пласта, содержащей посторонние примеси. Эффективность метода состоит в создании депрессии на пласт путем резкого открытия задвижки на устье скважины.

Кислотная обработка широко применяется для очистки призабойной зоны пробуренной скважины от глинистого раствора. Для этой цели используется соляная кислота (НСI), серная (H₂SO₄), плавиковая (HF) и другие кислоты.

Если нефтесодержащие породы сложены известняками, доломитами, то для таких пластов рекомендуется соляная кислота.

Хлористый кальций и хлористый магний – вещества, хорошо растворимые в воде, углекислый газ растворяется в воде при давлении свыше 7,6 Мпа, или уносится из скважины в газообразном виде.

Терригенные коллекторы (песчаники, алевролиты) подвергаются эффективному воздействию плавиковой кислоты (HF):

Наличие в терригенных коллекторах карбонатов и глин замедляют процесс воздействия плавиковой кислоты, поэтому в этих случаях используют соляной и плавиковой кислоты – глинокислоты (HF – 4%, НСI – 8%). Применяют и другие кислоты.

Освоение скважины после бурения независимо от того, будет эта скважина добывающей или нагнетательной, преследует одну общую цель – очистить призабойную зону пласта от привнесенного в нее в процессе бурения глинистого раствора.

Следует выделить работу по освоению под закачку скважин, ранее работавших как добывающие. Специфика освоения таких скважин состоит в том, что воздействие на них кислотой не приводит к эффекту вследствие надежного покрытия пор продуктивного пласта нефтяной пленкой. Для освоения таких пластов нами предложена технология, базирующая на предварительной закачке в пласт растворителя, его выдержке в течение 2…5 часов и последующей промывке скважины.

Закачка газа в пласт. Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии на них водой набухают, уменьшается проницаемость.

При этом следует иметь в виду следующее:

а) энергоемкость закачки газа будет значительно выше из-за его меньшей по сравнению с водой плотностью (в 7…15 раз) и необходимостью создания на устье скважин давления, равного по величине забойному.

б) газ – сжимаемое вещество, вследствие сего каждый раз при остановках и ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину до величины Р_заб.

Потребность в суточной закачке газа V может быть определена так:

V = V_н + V_в + V_г

Здесь V_н, V_в, V_г – объемы извлекаемой нефти, воды, газа, приведенные к пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные потери газа (утечки, поглощение), объем закачиваемого газа V_наг должен быть выше расчетного в n раз: V_наг=n*V

n = 1,5…1,20.

При закачке газа необходим тщательный контроль как за состоянием герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам наиболее частое осложнение в этой системе.

Известно, что повышение температуры ведет к снижению вязкости, а, следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с вязкостью в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры пласта может оказаться наиболее приемлемым методом.

Следует также иметь ввиду, что и на вполне благополучных месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, загустению нефти и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1.

С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение нефти на границе с пластовой водой: при Т – 20^оС поверхностное натяжение 6,05 эрг/кв.см., при 60^оС – 2,34 эрг/кв.см.

Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КНО – 86,3%, горячей воды – 78,31%, горячего воздуха – 46,24%.

Закачка горячей воды. Способ сравнительно легко осуществим. При закачке в пласте формируются две зоны: зона с подающей температурой и зона с первоначальной пластовой температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность, ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Закачка пара. При закачке пара в пласт формируются три зоны: первая зона, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне; вторая – зона горячего конденсата (воды), в которой та снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой; третья – зона, не охваченная тепловым воздействием, в которой температуры равна пластовой.

Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей водой вследствие более низких капиллярных сил, из-за более высокой температуры пара, более высокой его смачиваемости и подвижности.

Создание движущегося очага внутрипластового горения. Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных коммуникациях. Поэтому более эффективным представляется источник тепла, расположенный непосредственно в пласте. Таким источником является очаг внутрипластового горения.

Метод заключается в следующем. На забое нагнетательной скважины с помощью горелок различной конструкции создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в пласте.

Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают окислитель-воздух или кислородосодержащую смесь в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400^оС и улучшает процесс вытеснения нефти.

Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой – коксоподобные остатки нефти – являются топливом, поддерживающим очаг горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой 450…500^оС вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов. 3. Горение коксоподобного остатка. 4. Плавление парафина и асфальтенов в порах породы. 5. Переход в паровую фазу платсовой воды, находящейся перед фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой. 7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения. 8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения.

В пласте образуются несколько зон: I – выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса; II – зона горения, в которой максимальная температура достигает 300…500^оС; III – зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг нефти, пластовая и связанные воды превращаются в пар; IV – зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам газами, образовавшимися в результате горения СО₂, СО, N; V – зона увеличенной насыщенности; VI – зона увеличенной нефтенасыщенности, в которую перемещается нефть из предыдущих зон, температура в этой зоне близка к первоначальной; VII – невозмущенная зона, в которой пластовая температура остается первоначальной.

Закачка углекислоты. Углекислый газ СО₂, закачиваемый в пласт в жидком виде, смешиваясь в нефтью, уменьшает ее вязкость, увеличивает подвижность, снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-порода» Жидкая углекислота экстрагирует из нефти легкие фракции, создавая активно-действующий на породу вал из смеси СО₂, и углеводородов и способствующий лучшему отмыванию нефти из пласта. Установлено и химическое взаимодействие СО с породой, ведущее к увеличению ее проницаемости.

Источниками СО₂ являются обработанные газы тепловых установок (11…13%) побочная продукция химических производств (до 99%), месторождения нефтяных газов (до 20%).

Ремонт нефтяных скважин.

Различают два вида ремонта скважин – наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный. Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.

Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов).

Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью и напряженностью, т.к. требует значительных затрат мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных климатических условиях.

Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый – «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления P_ЗАБ , превышающего пластовое. Второй – применение различных устройств – отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.

Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях – инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.

Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско-подъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом.

В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги.

Выбор места заложения поисковых, разведочных и опорных скважин. Исходные данные для составления геологической части геолого-технического наряда.

1. Для геологического обоснования места заложения скв. привлекают все имеющиеся у геологов материалы по интересующей площади; результаты поверхностных геол. И геофизических исследований данной площади,геол. Карты и прфили аналогичных площадей, результаты картировочного бурения и сведений о так называемых опорных скв.,данные огрунтовых водах, сведения о поверхностных нефтегазопроявлениях, общие сведения о строении осадочного чехла Земли и др.

Как разведочные так и эксплуатационные первые скважины закладывают в предпологаемых наивысших точках обнаруженной благоприятной структуры, чтобы наверняка вскрыть УВ зону газонефтяной ловушки. По полученным из первых скважин сведениям выбирают местоположения последующих скв.,перед которыми ставится более широкая задача-определить размеры залежи, положение ВНК и ГНК, эффективную мощность прод. Пластов,изменение по простиранию их пористости и проницаемости, уточнить структурную карту месторождения (карту изогипс), получить данные для определения термодинамических параметров прод. Пластов и построение карт изобар и изотерм, а в конечном итоге- подсчитать или уточнить промышленные запасы месторождения УВ и обосновать или уточнить систему его разработки (построить карту разработки).

При этом скважины могут быть заложены как в пределах так и за ее пределами залежи (за пределами ВНК).Для обоснования места заложения скв. учитывается также необходимость изучения пород и перспективы нефтегазоносности пластов,залегающих ниже разведываемой или разрабатываемой залежи УВ.

После выбора места заложения составляют проект этой скв. основными разделами которого яв-тся:

Конструкция (соотношение диамеров и длин ствола,его ориентация; интервалы спуска,диаметры, толщина стенок и марки стали обсадных колонн; интервалы цементирования; тип и конструкция фильтра; др. необходимые элементы скв.)

Технология проводки ствола (тип и размер породоразрушающего инструмента-долот; режим бурения-интенсивность циркуляии очищающего забой и ствол от выбуренной породы агента, скорость вращения долота, усилие со стороны долота на разрушаемый им забой; тип и физ. Св-ва очищающего скв. агента; тип, соотношение диаметров и длин секций бур. колонны; тип и размер забойного двигателя в случае его использования);

Происхождение горных пород. Основные породообразующие минералы.

Твердое вещество верхних оболочек Земли состоит из естественных минеральных агрегатов - горных пород. Значительная их часть - это магматические породы, которые образовались в результате затвердевания изначально горячих силикатных расплавов (магм), зарождавшихся в недрах нашей планеты.

Различают более 2 тысяч минералов. Распространены различные минералы в

Основную часть массы земной коры составляют силикаты.

Земная кора сложена главным образом изверженными и метаморфическими горными породами, на которых прерывистым покровом лежат осадочные породы. В строении нефтяных и газовых месторождений принимают участие только осадочные горные породы.

По природе сил сцепления между частицами осадочные породы подразделяются на три основные группы:

1. скальные,

2. связные (пластичные),

3. сыпучие.

Силы сцепления скальных пород (песчаников, известняков, мергелей и др.) характеризуются молекулярным притяжением частиц друг к другу, а также наличием сил трения.

Силы сцепления пластичных пород (глинистых) характеризуются взаимодействием коллоидных частиц, адсорбирующихся на поверхности обломков, а также наличием сил трения,

Сыпучие породы (песок) не обладают сцеплением ни в сухом состоянии, ни при полном насыщении водой. Только при ограниченном насыщении водой у сыпучих пород наблюдаются силы сцепления, обусловленные трением.

Горная порода представляет собой минеральный агрегат определенного состава и строения, сформировавшийся в результате геологических процессов и залегающий в земной коре. Минералами называются природные вещества, приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам - продукты физико-химических процессов, совершаемых в земной коре. Горные породы - агрегаты минералов более или менее постоянного состава, которые образуют самостоятельные геологические тела, слагающие земную кору. Горные породы по происхождению подразделяют на изверженные (магматические), осадочные и метаморфические (видоизмененные). Изверженные горные породы образовались в результате застывания на поверхности или в недрах земной коры силикатного расплава, называемого магмой. Большинство изверженных пород имеет кристаллическое строение. По своим физическим свойствам они представляют плотные, большей частью очень крепкие однородные массивы. Ти­пичными представителями изверженных пород являются базальты, граниты. Животных и растительных остатков эти породы не содержат. Осадочные горные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и на поверхности материков. Мельчайшие кусоч­ки раздробленных водой или ветром изверженных пород, а также остатки животных и растительных организмов, осаждаясь, постепенно образовывали слои и пласты.

По способу образования осадочные горные породы делятся на четыре группы: Обломочные. (валунник, галечник, гравий);сцементированные с окатанными обломками (конгломерат, гравелит); рыхлые с угловатыми обломками (глыбы, щебень, дресва); сцементированные с угловатыми обломками (брекчия). Среднеобломочные: рыхлые (пески), сцементированные (песчаники). Мелкообломочные: рыхлые (алевриты, супеси, суглинки, лёсс); сцементированные (алевролиты, каменный лёсс). Тонкообломочные (глины, аргиллиты). Органогенные. Карбонатные (известняки органического происхождения, мел). Хемогенные. Карбонатные (известняки химического происхождения, известковые туфы - травертины, доломиты, сидериты). Кремнистые (кремнистые туфы). Железистые (бурый железняк). Галоидные (каменная соль, сильвинит). Сульфатные (ангидрит, гипс). Аллитные (латерит, боксит). Фосфатные (фосфориты). Каустобиолиты (торф, ископаемый уголь, нефть, асфальт, горючие сланцы, газ). Смешанного происхождения. Известковые песчаники. Песча­ные известняки. Мергели. Опоки. Метаморфические горные породы образовались из осадочных и изверженных пород при их погружении в толщу земной коры, где под влиянием высокой температуры и давления осадочные породы приобретают кристаллическую структуру, а изверженные породы превращаются в сланцеватые. Среди метаморфических горных пород наиболее часто встречаются кварциты, мраморы, яшмы, сланцы, гнейсы. Типовые условные обозначения горных пород приведены на рис. 1.1

Типовые условные обозначения горных пород.

Осадочные породы :1 - известняк; 2 - мел; 3 - мергель; 4 - доломиты; 5 - глина; 6 - суглинки; 7 -глинистый сланец; 8 - песок; 9 - косослоистый песок; 10 - глинистый песок; 11 -песчаник; 12 - галечник; 13 - конгломерат; 14 - брекчия; 15 - конкреция; 16 -лёсс; 17 - морена; 18 - известковистость; 19 - мергелистость; 20 - железистость; 21 - кремнистость; 22 - пиритизация; 23 - пиригизированный; 24 - битуминоз­ный сланец; 25 - уголь; 26 - торф; 27 - нефтеносный песок; 28 - газоносный песок; 29 - водоносный песок; 30 - фосфорит; 31 - гипс; 32 - соль. Магматические породы:33 - кислые глубинные породы; 34 - средние глубинные породы; 35 - основные глубинные породы; 36 - ультраосновные глубинные породы; 37 - кислые эффузивы; 38 - средние эффузивы; 39 - основные эффузивы; 40 - лавы и пемза; 41 -туфы вулканические. Метаморфические породы:42 - гнейсы; 43 - кристаллические сланцы; 44 - метаморфические сланцы; 45 -мрамор; 46 - кварцит; 47 - роговики и яшмы; 48 – змеевик

Характеристика осадочных пород, в которых залегает нефть и газ: пористость, проницаемость, гранулометрический состав, насыщенность пород флюидом.

Осадочные породы образуются из продуктов размыва суши. Подсчитано, что волны и течения морей и океанов ежегодно отрывают от берегов около 1,5 км3 горных пород. Кроме того, реки выносят в моря и океаны ежегодно около 12 км3 горных пород в виде мелких частиц глин, песков и других пород и минералов. Вместе с речными водами выносятся и растворенные в них соли — около 0,1 км3 ежегодно. Частицы твердого материала, выносимые реками и отрываемые волнами и течениями от берегов, постепенно оседают на дне, образуя ил, содержащий много воды. По мере отложения новых слоев ила расположенные ниже слои уплотняются и превращаются в дальнейшем в осадочные породы. Помимо материала, поступающего с суши, на дне морей и океанов накапливаются также твердые части отмерших морских организмов (раковины, панцыри, скелеты, зубы и т. д.). Эти остатки морских организмов встречаются во многих осадочных породах. На участках океанского и морского дна, далеко удаленных от берегов, накапливаются отложения, состоящие преимущественно из твердых остатков организмов.

Таким путем образуются пласты известняка-ракушечника, используемого в качестве строительного камня. Хорошо известный писчий мел состоит из остатков мельчайших морских организмов — фораминифер. Такие породы по химическому составу относятся к карбонатам. В глубоководных осадках океанов встречаются также кремнистые отложения, образующиеся при отмирании мельчайших водорослей с кремнистыми панцырями — диатомей. Когда эти отложения уплотняются и цементируются, они превращаются в креп-кую горную породу — диатомит. При отмирании радиолярий и некоторых других морских организмов также образуются кремнистые отложения.

Вещество растений и животных кроме твердых скелетных частей, солей и воды состоит из органических соединений. После гибели организма эти соединения подвергаются изменениям. Более подробно на этих изменениях органических соединений мы остановимся ниже в разделе о происхождении нефти. Сейчас же мы лишь отметим, что органическое вещество, которое является продуктом изменений исходных органических соединений растений и животных, присутствует в каждой осадочной породе.

Наиболее распространенным типом осадочных пород служат глины. На долю их приходится в среднем около 50% всех осадочных пород. Глины — это тонкозернистые горные породы, состоящие из алюмосиликатов, т. е. из солей кремневых кислот со значительным участием окиси алюминия. Известно несколько кремневых кислот, а в составе их солей присутствуют кроме алюминия и другие металлы.

Поэтому существует много типов глин. Они выделяются в зависимости от состава кремневых кислот и содержащихся в их солях металлов. В составе глинистых минералов присутствует также вода.

В качестве примера глин можно привести минерал каолинит.

Чистые глинистые минералы, как каолинит, встречаются редко. Обычно глины представляют собой смесь глинистых минералов.

Другой основной тип осадочных пород — это пески и песчаники. На их долю приходится в среднем около 25—30% осадочных пород.

Чистый кварцевый песок представляет собой окись кремния SiOg. На дне морей чаще всего накапливаются не чистые кварцевые пески, а пески с примесью других минералов. Эти примеси, подвергаясь перекристаллизации, цементируют частицы песчаных отложений и превращают их в песчаники.

Карбонаты — это соли угольной кислоты Н₂СОз. К числу наиболее часто встречающихся в природе карбонатных минералов относятся кальцит СаСОз, из которого состоят главным образом известняки, доломит (Са, Mg)C03, магнетит MgCC>3, сидерит ГеСОз. На долю карбонатов среди осадочных пород приходится в среднем около 20%.

Каждый из перечисленных основных типов осадочных пород редко встречается в чистом виде. Обычно в глинах наблюдается примесь песка и карбонатов. В песчаных породах встречается примесь глинистых минералов. Карбонатные породы также могут содержать примесь песка и глин. Известны глинистые пески, содержащие большую примесь глины, а также мергели, представляющие собой смесь глины и карбоната.

Помимо упомянутых основных типов осадочных пород, на дне морей и океанов, при определенных условиях, отлагаются и некоторые другие образования. К их числу относятся различные соли — гипс и ангидрит CaS04, каменная соль NaCI, сильвинит КС1 и т. д.

Накопление осадочных отложений — это очень медленный процесс. Для того чтобы на морском дне накопился осадок толщиной всего 1 см, нужны десятилетия. В дельтах рек, приносящих много глинистых и песчаных частиц, накопление осадочных отложений происходит быстрее, а вдали от берега, особенно в океанах, значительно медленнее.

За всю историю человечества, начиная со времен древнего Египта и древней Индии, на дне разных морей и океанов накопились осадочные отложения толщиной в среднем всего лишь около 1 м.

Осадочные породы, опустившиеся на большие глубины, испытывают в течение длительного геологического времени воздействие высокого давления и повышенной температуры. Так на глубине 10 км осадочные породы подвергаются давлению примерно в 2,6—2,7 тыс. am под действием вышележащих слоев пород. Температура на такой глубине может достигать 200—300° С. В результате воздействия тепла и давления осадочные породы на больших глубинах подвергаются изменению и превращаются в метаморфические породы. Так, глины превращаются в глинистые сланцы, карбонаты — в мрамор, песчаники — в кварциты и т. д.

Оболочка осадочных пород весьма неравномерна по своей толщине на разных участках земной поверхности. В местах обнажения магматических пород — гранитов, базальтов и других, оказавшихся на земной поверхности, осадочные породы отсутствуют. В то же время в глубоких впадинах могут накопиться мощные толщи осадочных пород. В прибрежных зонах океанов — зонах шельфа — мощность осадочных пород бывает значительной, достигая 3—4 км и более.

Чем дальше от берега, тем меньше принос минеральных частиц с суши. В достаточно удаленных от берега участках океана этот принос минеральных частиц становится незначительным. На большей части дна океанов мощность осадочных отложений невелика, составляя 0,5—1 км.

Пока условия отложения и накопления осадков остаются неизменными, отлагающийся пласт сохраняет свою однородность. Когда эти условия становятся другими, изменяются состав и свойства осадка. Начинает отлагаться другой пласт. Вместо глины начинает отлагаться песок, или один вид глины сменяется другим, появляется та или иная примесь других глинистых минералов, примесь песка и т. п.

Карбонатные отложения также бывают различными. Они могут иметь разный состав и состоять из известняков или доломитов с той или иной примесью других минералов. Встречаются чередования многочисленных пластов глинистых, песчаных и карбонатных отложений. Иногда в разрезе мощной толщи осадочных пород встречаются только пласты глин и песчаников. Но иногда часть разреза приходится на карбонатные породы. Встречаются мощные толщи, состоящие только из карбонатов.

На рис. 6 и 7 приведены фотографии обнажений пластов осадочных пород на земной поверхности. Видно, что эти пласты изогнуты в складки. Отложение мощных толщ происходило за очень длительное время. Поэтому давно возник вопрос, как определить время образования того или иного пласта осадочных пород. Так как толщи осадочных пород сложены пластами, расположенными один над другим, то совершенно очевидно, что чем глубже находится пласт, тем он древнее. Таким путем устанавливается относительный возраст пластов.

Изучение окаменелых остатков растений и животных показало, что каждому пласту или группе пластов свойственны остатки лишь определенных организмов, существовавших во время образования этих пластов осадочных пород. Растения и животные как морские, так и сухопутные с течением времени изменялись, их виды и формы сменяли друг друга.

История этих изменений и видна по ископаемым остаткам, которые находят в осадочных породах. По ним можно судить об относительном возрасте пород. По видам окаменелых остатков с учетом относительного положения пластов геологическая история осадочных толщ была подразделена на эры и периоды, а последние на эпохи. В результате была составлена шкала относительного исчисления геологического времени.

Уже в текущем столетии были разработаны способы определения абсолютного возраста пород, исчисляемого в годах. Эти способы основаны на явлениях радиоактивного распада некоторых элементов. Конечные продукты распада радиоактивных элементов стабильные. Так, конечным стабильным продуктом распада урана и тория является свинец. Радиоактивный изотоп калия превращается в стабильный элемент аргон. По отношению накопившегося стабильного элемента к исходному радиоактивному можно судить о возрасте минерала. Так как скорости распада радиоактивных элементов хорошо известны, то по этим отношениям элементов можно определить и абсолютный возраст минерала в годах.

В соответствии с отечественной геохронологической шкалой выделяются три эры, на протяжении которых происходило накопление осадочных пород:

1) кайнозойская эра продолжительностью 70 млн. лет, считая от современных отложений;

2) мезозойская эра продолжительностью 155 млн. лет, когда накопились породы возрастом от 70 млн. лет. и до 225 млн. лет;

3) палеозойская эра продолжительностью 345 млн. лет, когда накопились породы возрастом от 225 млн. лет и до 570 млн лет.

Самые молодые осадочные отложения называются четвертичными. Продолжительность этого периода 1 млн. лет.

В кайнозойской эре выделяются неогеновая и палеогеновая эпохи. Мезозойская эра подразделяется на меловой, юрский и триасовый периоды. Палеозойская эра — на пермский, каменноугольный, девонский, силурийский, ордовикский и кембрийский периоды.

Более древние докембрийские породы подразделяются по возрасту на четыре эры. Их общая продолжительность около 3 млрд. лет.

Указанные подразделения осадочных пород по их геологическому возрасту используются при описании строения осадочных пород, их нарушений и расположения нефтяных и газовых залежей.

Формы залегания осадочных горных пород

Характерный признак осадочных горных пород - их слоистость. Данные породы сложены, в основном, из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся друг от друга составом, структурой, твердостью и окраской. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, а сверху - кровлей. Пласты осадочных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок, образовавшихся в ходе колебательных, тектонических и горообразовательных процессов. Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью, а выпуклостью вниз - синклиналью. Соседние антиклиналь и синклиналь в совокупности образуют полную складку. В России почти 90 % найденных нефти и газа находятся в антиклиналях, за рубежом - около 70 %. Размеры антиклиналей составляют в среднем: длина 5...10 км, ширина 2...3 км, высота 50...70 м. Однако известны и гигантские антиклинали. Так, самое крупное в мире нефтяное месторождение Гавар (Саудовская Аравия) имеет размеры в плане 225х25 км и высоту 370м, а газовое месторождение Уренгой (Россия): 120х30 км при высоте 200м.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы) и непроницаемые (покрышки). Коллекторы - это любые горные породы, которые могут вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя при наличии перепада давления. Встречаются следующие типы коллекторов:

1) поровые, состоящие из зернистых материалов (пески, песчаники и др.), пустотами в которых являются межзерновые поры;

2) кавернозные, пустоты в которых образованы полостями-кавернами различного происхождения (например, образованными в результате растворения солей проникающими в породу поверхностными водами);

3) трещиноватые, образованные из непроницаемых опор, но вмещающие в себя жидкости или газ за счет многочисленных микро- и макротрещин (трещиноватые известняки и др.);

4) смешанные (кавернозно-трещиноватые, трещиновато-поровые, кавернозно-поровые или кавернозно-трещиновато-поровые).

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают поровые коллекторы. Неплохими способностями вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя могут обладать и другие типы коллекторов. Так, на некоторых месторождениях Сау-довской Аравии взаимосвязанные системы трещин создают каналы

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).

По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т. д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Ко вторичным -поры, образующиеся в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин, (например, вследствие доломитизации) и т.д. Структура перового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяются на три группы:

1) сверхкапиллярные—более 0,5мм;

2) капиллярные—от 0,5 до 0,0002мм (0,2 мкм);

3) субкапиллярные—менее 0,0002мм (0,2 мкм).-

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкости в такой степени удерживаются силой притяжения стенок каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала породы), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

Проницаемость - фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при сравнительно небольших перепадах давлений в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме пространства с субкапиллярными порами, слагается порами большого размера. По экспериментальным данным, диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное (массовое) содержание в породе частиц различной крупности. От степени дисперсности минералов зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д.

По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи. Поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть их Гранулометрический анализ.

Так как размеры частиц песков обусловливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся

в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и в виде капиллярно удержанной нефти.

Поскольку коллекторские свойства породы зависят не только от объема пустот, но и от распределения их по величине диаметра, то важной характеристикой является структура порового пространства. Для его определения используются метод ртутной порометрии, метод полупроницаемой мембраны и метод капиллярной пропитки.

В грану

Дата добавления: 2015-07-08